Anexo II
Laudo de Avaliação
LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0516/16-01
AES SUL DISTRIBUIDORA GAÚCHA DE
ENERGIA S.A.
LAUDO: AP-0516/16-01 DATA-BASE: 31 de março de 2016
SOLICITANTE: CPFL ENERGIA S.A., doravante denominada CPFL.
Sociedade anônima aberta, com sede à Rua Gomes de Carvalho, nº 1.510, 14º Andar, Conj. 02, Vila Olímpia, Cidade e Estado de São Paulo, inscrita no CNPJ sob o nº 02.429.144/0001-93.
OBJETO: AES SUL DISTRIBUIDORA GAÚCHA DE ENERGIA S.A., doravante denominada AES SUL.
Sociedade anônima aberta, com sede à Rua Dona Laura, nº 320, 6º andar e 10º andar, Rio Branco, Cidade de Porto Alegre, Estado do Rio Grande do Sul, inscrita no CNPJ sob o nº 02.016.440/0041-62.
OBJETIVO: Determinação do valor econômico de AES SUL através da metodologia do fluxo de caixa descontado para fins do 1º
parágrafo do artigo 256 da “Lei das S.A.”.
SUMÁRIO EXECUTIVO
A APSIS foi nomeada pela CPFL para apurar o valor econômico da AES SUL, para fins do 1º parágrafo do artigo 256 da “Lei das S.A.", por sua vez calculado através da abordagem de renda (fluxo de caixa descontado). No presente relatório, foi utilizada a metodologia de rentabilidade futura.
A metodologia de rentabilidade futura baseia-se na análise retrospectiva, na projeção de cenários e em fluxos de caixa descontados. A modelagem econômico-financeira inicia-se com as definições das premissas macroeconômicas, de vendas, de produção, custos e investimentos da empresa ou unidade de negócio que está sendo avaliada. As premissas macroeconômicas utilizadas neste trabalho estão baseadas nas estimativas divulgadas pelo IBGE, Banco Central, BNDES, etc. As projeções de volume e preço de venda de serviços, custos e investimentos foram estimadas de acordo com as projeções plurianuais de AES SUL.
ESTIMATIVAS
A partir do fluxo de caixa projetado de AES SUL para 11 (onze) anos e 09 (nove) meses, considerando perpetuidade a partir de 2027, descontamos estes valores a valor presente, utilizando taxa de desconto nominal de 11,3%.
VALOR FINAL ENCONTRADO
O quadro a seguir apresenta o resumo do valor econômico de AES SUL, na data-base de 31 de março de 2016:
Taxa de retorno esperado 10,3% 11,3% 12,3%
Taxa de crescimento perpetuidade 2,5% 2,5% 2,5%
FLUXO DE CAIXA DESCONTADO 595.014 531.593 473.830 VALOR RESIDUAL DESCONTADO 1.842.778 1.475.210 1.197.567 VALOR OPERACIONAL DE AES SUL (R$ mil) 2.437.792 2.006.803 1.671.397 ENDIVIDAMENTO LÍQUIDO (878.440) (878.440) (878.440) ATIVO NÃO OPERACIONAL 672.731 672.731 672.731 VALOR ECONÔMICO DE AES SUL (R$ mil) 2.232.083 1.801.094 1.465.688
VALOR ECONÔMICO DE AES SUL
ÍNDICE
1. INTRODUÇÃO ... 4
2. PRINCÍPIOS E RESSALVAS ... 5
3. LIMITAÇÕES DE RESPONSABILIDADE ... 6
4. CONTRATOS DE CONCESSÃO ... 7
5. CARACTERIZAÇÃO DA AES SUL ... 8
6. ANÁLISE DE SETOR ... 9
7. METODOLOGIAS DE AVALIAÇÃO ... 11
8. MODELAGEM ECONÔMICO-FINANCEIRA ... 13
9. CONCLUSÃO ... 24
10. RELAÇÃO DE ANEXOS ... 25
1. INTRODUÇÃO
A APSIS CONSULTORIA EMPRESARIAL LTDA., doravante denominada APSIS, com sede à Rua da Assembleia, nº 35, 12º andar, Centro, Cidade e Estado do Rio de Janeiro, inscrita no CNPJ/MF sob o nº 27.281.922/0001-70, foi nomeada por CPFL para determinar o valor econômico de AES SUL pela abordagem da renda, através da projeção de fluxo de caixa descontado (DCF), para fins do 1º parágrafo do artigo 256 da “Lei das S.A.".
Na elaboração deste trabalho, foram utilizados dados e informações fornecidos por terceiros, na forma de documentos e entrevistas verbais com o cliente. As estimativas utilizadas neste processo estão baseadas nos documentos e informações, os quais incluem, entre outros, os seguintes:
Balanço de AES SUL na data-base;
Estrutura organizacional da AES SUL;
Demonstrações financeiras históricas da empresa; e
Projeções plurianuais de AES SUL.
A equipe responsável pela realização deste trabalho é constituída pelos seguintes profissionais:
AMILCAR DE CASTRO Diretor
Bacharel em Direito
ANA CRISTINA FRANÇA DE SOUZA Vice-Presidente
Engenheira civil (CREA/RJ 1991103043)
ANTONIO LUIZ FEIJÓ NICOLAU Diretor
Advogado (OAB/RJ 167.543)
EDUARDO DE CASTRO ROSSI Diretor
Engenheiro Eletricista (CREA/SP 5062320397)
GIANCARLO FALKENSTEIN Consultor Sênior
Contador (CRC/SP – 317492/O-1)
LUIZ PAULO CESAR SILVEIRA Vice-Presidente
Engenheiro Mecânico e Contador (CREA/RJ 1989100165 e CRC/RJ-118263/P-0)
MÁRCIA APARECIDA DE LUCCA CALMON Diretora
Contadora (CRC/SP-143169/O-4)
MÁRCIA MOREIRA FRAZÃO DA SILVA Diretora
Contadora (CRC/RJ-106548/O-3)
MARINA RAGUCCI Gerente Executiva Economista
MIGUEL CÔRTES CARNEIRO MONTEIRO Supervisor
Economista
RENATA POZZATO CARNEIRO MONTEIRO Presidente
Pós-Graduada em Direito (OAB/RJ 109.393)
SERGIO FREITAS DE SOUZA Vice-Presidente
Economista (CORECON/RJ 23521-0)
2. PRINCÍPIOS E RESSALVAS
As informações a seguir são importantes e devem ser cuidadosamente lidas.
O Relatório, objeto do trabalho enumerado, calculado e particularizado, obedece criteriosamente aos princípios fundamentais descritos a seguir:
Os consultores não têm interesse, direto ou indireto, nas companhias envolvidas ou na operação, bem como não há qualquer outra circunstância relevante que possa caracterizar conflito de interesses.
Os honorários profissionais da APSIS não estão, de forma alguma, sujeitos às conclusões deste Relatório.
No melhor conhecimento e crédito dos consultores, as análises, opiniões e conclusões expressas no presente Relatório são baseadas em dados, diligências, pesquisas e levantamentos verdadeiros e corretos.
Assumem-se como corretas as informações recebidas de terceiros, sendo que as fontes das mesmas estão contidas e citadas no referido Relatório.
Para efeito de projeção, partimos do pressuposto da inexistência de ônus ou gravames de qualquer natureza, judicial ou extrajudicial, atingindo as empresas em questão, que não os listados no presente Relatório.
O Relatório apresenta todas as condições limitativas impostas pelas metodologias adotadas, quando houver, que possam afetar as análises, opiniões e conclusões contidas no mesmo.
O Relatório foi elaborado pela APSIS e ninguém, a não ser os seus próprios consultores, preparou as análises e correspondentes conclusões.
A APSIS assume total responsabilidade sobre a matéria de Avaliações, incluindo as implícitas, para o exercício de suas honrosas funções, precipuamente estabelecidas em leis, códigos ou regulamentos próprios.
O presente Relatório atende a recomendações e critérios estabelecidos pela Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), Uniform Standards of Professional Appraisal Practice (USPAP) e International Valuation Standards (IVS), além das exigências impostas por diferentes órgãos, como Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC), Ministério da Fazenda, Banco Central, Banco do Brasil, Comissão de Valores Mobiliários (CVM), Superintendência de Seguros Privados (SUSEP), Regulamento do Imposto de Renda (RIR), Comitê Brasileiro de Avaliadores de Negócios (CBAN), Conselho Federal de Contabilidade (CFC), etc.
O controlador e os administradores das companhias envolvidas não
direcionaram, limitaram, dificultaram ou praticaram quaisquer atos
que tenham ou possam ter comprometido o acesso, a utilização ou o
conhecimento de informações, bens, documentos ou metodologias de
trabalho relevantes para a qualidade das conclusões contidas neste
trabalho.
3. LIMITAÇÕES DE RESPONSABILIDADE
Para elaboração deste Relatório, a APSIS utilizou informações e dados de históricos auditados por terceiros ou não auditados, fornecidos por escrito pela administração da empresa ou obtidos das fontes mencionadas. Sendo assim, a APSIS assumiu como verdadeiros e coerentes os dados e informações obtidos para este Relatório e não tem qualquer responsabilidade com relação a sua veracidade.
O escopo deste trabalho não incluiu auditoria das demonstrações financeiras ou revisão dos trabalhos realizados por seus auditores.
Sendo assim, a APSIS não está expressando opinião sobre as demonstrações financeiras da Solicitante.
Não nos responsabilizamos por perdas ocasionais à Solicitante e a suas controladas, a seus sócios, diretores, credores ou a outras partes como consequência da utilização dos dados e informações fornecidos pela empresa e constantes neste Relatório.
Nosso trabalho foi desenvolvido unicamente para o uso dos Solicitantes e seus sócios, visando ao objetivo já descrito. Portanto, este Relatório não deverá ser publicado, circulado, reproduzido, divulgado ou utilizado para outra finalidade que não a já mencionada, sem aprovação prévia e por escrito da APSIS.
As análises e as conclusões contidas neste Relatório baseiam-se em diversas premissas, realizadas na presente data, de projeções operacionais futuras, tais como: preços, volumes, participações de mercado, receitas, impostos, investimentos, margens operacionais etc. Assim, os resultados operacionais futuros da empresa podem vir a ser diferentes de qualquer previsão ou estimativa contida neste Relatório, especialmente caso venha a ter conhecimento posterior de informações não disponíveis na ocasião da emissão do Laudo.
Esta avaliação não reflete eventos e seus impactos ocorridos após a data de emissão deste Laudo.
A APSIS não se responsabiliza por perdas diretas ou indiretas nem por lucros cessantes eventualmente decorrentes do uso indevido deste Laudo.
Destacamos que a compreensão da conclusão deste Relatório
ocorrerá mediante a sua leitura integral e de seus anexos, não
devendo, portanto, serem extraídas conclusões de sua leitura
parcial, que podem ser incorretas ou equivocadas.
4. CONTRATOS DE CONCESSÃO
De acordo com o ICPC 01, a versão brasileira da IFRIC 12, os contratos de concessão são contratos de prestação de serviços introduzidos pelo governo para atrair a participação do setor privado no desenvolvimento, no financiamento, na operação e na manutenção de uma determinada infraestrutura. Esses contratos envolvem uma entidade privada, o concessionário, que investe na infraestrutura usada para prestar serviços públicos durante um prazo específico.
Os contratos de concessão passam por processo de leilão reverso e obrigam as concessionárias a comercializar no mercado regulado. Devido a tais características, esses contratos estão dentro do escopo da ICPC 01, à qual o arcabouço regulatório é de extrema complexidade, sendo necessária uma análise mais profunda sobre cada contrato de concessão.
Para os contratos enquadrados na ICPC 01, os bens das geradoras podem ser reversíveis no vencimento da concessão e devem ser recuperados através de agentes de mercado regulado e livre (como um Ativo Intangível), e, conforme o caso, indenização (como um Ativo Financeiro). Sendo assim, o investimento em infraestrutura é recuperado através de indenizações quando existe um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo dos bens reversíveis ao final da concessão, sob forma de reembolso do investimento realizado pela concessionária.
O concessionário deve reconhecer um ativo financeiro na medida em que tem o direito contratual incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro da concedente pelos serviços de construção. O concessionário possui o direito incondicional de receber caixa se a concedente garantir em contrato o pagamento de valores preestabelecidos ou determináveis, ou se houver insuficiência dos valores recebidos dos usuários dos serviços públicos com relação aos valores preestabelecidos ou determináveis.
O concessionário deve reconhecer um ativo intangível na medida em que recebe o direito e a autorização de cobrar os usuários dos serviços públicos.
Esse direito não constitui direito incondicional de receber caixa, uma vez que os valores são condicionados à utilização do serviço pelo público.
Se os serviços de construção do concessionário são pagos parte em ativo financeiro e parte em ativo intangível, é necessário contabilizar cada componente da remuneração do concessionário separadamente. A remuneração recebida ou a receber de ambos os componentes deve ser inicialmente registrada pelo seu valor justo recebido ou a receber.
Conforme as leis de ICPC 01, a infraestrutura não deverá ser reconhecida
como Ativo Imobilizado, já que o contrato de prestação de serviços não
confere o direito de controlar o uso da infraestrutura de serviços públicos,
mas apenas a permissão para operá-la em nome da concedente, de acordo
com as condições estipuladas no contrato.
5. CARACTERIZAÇÃO DA AES SUL
A AES SUL é uma companhia brasileira de capital aberto, controlada diretamente pela AES Guaíba II Empreendimentos Ltda.
A AES SUL opera como concessionária do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica, distribuindo energia elétrica para 118 municípios do Estado do Rio Grande do Sul, conforme demonstrado no mapa a seguir:
De acordo com os dados da companhia, a sede administrativa da empresa está localizada na Cidade de Porto Alegre e sua principal estrutura operacional situa-se em São Leopoldo, onde estão incluídos os Centros de
Operação da Distribuição e de Subtransmissão, Gerência de Atendimento a Clientes e Marketing e Gerência Comercial. Além dessas unidades, a AES SUL possui duas regionais: Metro-Vales e Centro-Oeste, responsáveis por outras 15 unidades operacionais, atingindo cerca de 100 mil km², concentrando cerca de 1.210 mil clientes. Seu contrato de concessão ativo é valido até 2027, sujeito a renovação, dependendo do desempenho da companhia.
A AES SUL integra o Grupo AES Brasil, assim como a AES Eletropaulo, ambas distribuidoras de energia, além de duas geradoras de energia, a AES Tietê e a AES Uruguaiana, e também uma empresa de serviços de energia, a AES Ergos.
Segundo informações da companhia, ao longo dos últimos anos, a AES SUL elevou seu saldo de dívidas para fazer frente ao aumento de custo de energia gerado pela situação hidrológica do país, que junto com a crise econômica acaba pressionando o fluxo de caixa.
Recentemente, a CPFL anunciou um acordo com a AES Guaíba e a americana AES Corporation para a aquisição da distribuidora AES Sul por R$ 1,7 bilhão.
Segundo relatos das companhias, o valor a ser pago para a AES Guaíba,
definido na data de fechamento da operação, é de R$ 1,4 bilhão acrescidos
de R$ 295 milhões referentes a um aumento de capital realizado pela AES
Guaíba na AES SUL em fevereiro de 2016.
6. ANÁLISE DE SETOR
O segmento de distribuição de energia é aquele que recebe grande quantidade de energia do sistema de transmissão e a distribui de forma pulverizada para os consumidores. Segundo relatório da ABRADEE – Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica, esse segmento no Brasil conta com 63 concessionárias responsáveis pela administração e operação de linhas de transmissão de menor tensão (abaixo de 230 mil volts), que faz com que a energia elétrica chegue aos estabelecimentos.
Ainda segundo o relatório, o segmento de distribuição investiu, em 2015, aproximadamente R$ 12,3 bilhões em compra de novos equipamentos, treinamento de pessoal, conscientização da população sobre cuidados com a rede elétrica, expansão da rede, atendimento aos consumidores, combate a furtos e fraudes, etc. O gráfico abaixo demonstra os investimentos realizados nos últimos anos em distribuição de energia:
PREÇO E CONSUMO DE ENERGIA NO BRASIL
O Brasil é o 3º maior consumidor de energia hidroelétrica, atrás apenas da China e do Canadá. De acordo com um estudo realizado pela EPE – Empresa de Pesquisa Energética, o consumo de energia elétrica na rede atingiu 487.456 GWh em 2015, resultando em um crescimento de cerca de 3% sobre o ano anterior, mesmo com um aumento na tarifa média, conforme observado a seguir.
O gráfico acima mostra o comportamento das tarifas médias no Brasil por classe de consumo. O consumidor industrial no Mercado Cativo foi o mais impactado entre 2011 e 2015, com um aumento de R$44,50/MWh nas tarifas.
Para as outras classes de consumo analisadas, comercial e residencial, as tarifas aumentaram R$34,35/MWh e R$30,45/MWh, respectivamente.
9,5 9
10,9 11,3
13,2
12,1 11,5 12,3
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Investimento em Distribuição de Energia (R$ Bilhões)
Fonte: ABRADEE
0 200 400 600 800 1000 1200
2011 2012 2013 2014 2015
Tarifa Média Histórica (R$/MWh)
Industrial Comercial Residencial
Fonte: ANEEL
Outro estudo realizado pela EPE projeta o consumo de energia entre 2015 e 2024 em diferentes subclasses, conforme observado a seguir:
PERSPECTIVAS ECONÔMICAS
Ainda de acordo com o estudo, no próximo quinquênio espera-se uma recuperação da economia brasileira, ainda que o crescimento econômico possa ser limitado nos anos iniciais devido às políticas monetária e fiscal restritivas e à lenta retomada do crescimento mundial. Pelo lado externo, a desaceleração suave da China e a lenta recuperação dos países desenvolvidos impactarão negativamente a balança comercial brasileira.
Por outro lado, as exportações de petróleo do pré-sal terão impacto positivo sobre a balança comercial, contribuindo para a retomada da economia brasileira. Como consequência do respectivo cenário, a EPE fez um estudo da estimativa de crescimento do setor para os períodos entre 2015 e 2019, conforme observado na tabela abaixo:
Residencial Industrial Comercial Outros Total
2014 132.049 178.055 89.819 73.472 473.395
2015 138.872 176.971 95.302 76.311 487.456
2016 145.089 179.574 100.621 79.084 504.368
2017 151.391 184.370 106.238 82.134 524.134
2018 157.817 193.359 112.184 85.068 548.427
2019 164.487 200.950 117.954 88.137 571.529
2020 171.341 209.463 123.903 91.467 596.173
2021 178.381 216.202 130.022 94.918 619.523
2022 185.611 222.822 136.304 98.493 643.231
2023 193.029 230.409 142.738 102.194 668.370
2024 200.642 237.287 149.452 106.089 693.469
Fonte: EPE PROJEÇÃO DO CONSUMO DE ENERGIA 2015-2024
2015 2016 2017 2018 2019 2016-2019
SE/CO 2,6% 3,4% 3,5% 4,3% 3,8% 3,7%
SUL 3,3% 3,4% 3,4% 3,5% 3,5% 3,5%
NE 3,5% 3,5% 4,0% 4,3% 3,6% 3,9%
N 6,6% 4,2% 6,3% 7,2% 5,0% 5,7%
SIN 3,2% 3,5% 3,8% 4,4% 3,8% 3,9%
Fonte: EPE
TAXAS DE CRESCIMENTO DO SETOR
7. METODOLOGIAS DE AVALIAÇÃO
ABORDAGEM DA RENDA: FLUXO DE CAIXA
Esta metodologia define a rentabilidade da empresa como sendo o seu valor operacional, equivalente ao valor descontado do fluxo de caixa líquido futuro. Este fluxo é composto pelo lucro líquido após impostos, acrescidos dos itens não caixa (amortizações e depreciações) e deduzidos investimentos em ativos operacionais (capital de giro, plantas, capacidade instalada, etc.).
O período projetivo do fluxo de caixa líquido é determinado levando-se em consideração o tempo que a empresa levará para apresentar uma atividade operacional estável, ou seja, sem variações operacionais julgadas relevantes.
O fluxo é então trazido a valor presente, utilizando-se uma taxa de desconto, que irá refletir o risco associado ao mercado, empresa e estrutura de capital.
FLUXO DE CAIXA LÍQUIDO
Para o cálculo do fluxo de caixa líquido, utilizamos como medida de renda o Capital Investido, conforme o quadro a seguir, baseado nas teorias e práticas econômicas mais comumente aceitas no mercado, especialmente das obras:
DAMODARAN, Aswath. Avaliação: Princípios e Prática. In: Finanças Corporativas: teoria e prática. 2ª Edição. Porto Alegre: Bookman, 2004. p. 611-642.
PRATT, Shannon P. Income Approach: Discounted Economic Income Methods. In: Valuing a Business: The Analysis and Appraisal of Closely Held Companies. 3ª Edição. EUA: Irwin Professional Publishing, 1996.
p. 149-202.
FLUXO DE CAIXA LÍQUIDO DO CAPITAL INVESTIDO
Lucro antes de itens não caixa, juros e impostos (EBITDA) ( - ) Itens não caixa (depreciação e amortização)
( = ) Lucro líquido antes dos impostos (EBIT)
( - ) Imposto de Renda e Contribuição Social (IR/CSSL) ( = ) Lucro líquido depois dos impostos
( + ) Itens não caixa (depreciação e amortização) ( = ) Fluxo de caixa bruto
( - ) Investimentos de capital (CAPEX) ( + ) Outras entradas
( - ) Outras saídas
( - ) Variação do capital de giro ( = ) Fluxo de caixa líquido VALOR RESIDUAL
Após o término do período projetivo, é considerada a perpetuidade, que
contempla todos os fluxos a serem gerados após o último ano da projeção e
seus respectivos crescimentos. O valor residual da empresa (perpetuidade)
geralmente é estimado pelo uso do modelo de crescimento constante. Este
modelo assume que, após o fim do período projetivo, o lucro líquido terá um
crescimento perpétuo constante. O mesmo calcula o valor da perpetuidade
no último ano do período projetivo, através do modelo de progressão
geométrica, transportando-o, em seguida, para o primeiro ano de projeção.
TAXA DE DESCONTO
A taxa de desconto a ser utilizada para calcular o valor presente dos rendimentos determinados no fluxo de caixa projetado representa a rentabilidade mínima exigida pelos investidores, considerando que a empresa será financiada parte por capital próprio, o que exigirá uma rentabilidade maior que a obtida em uma aplicação de risco padrão, e parte por capital de terceiros.
Esta taxa é calculada pela metodologia WACC - Weighted Average Cost of Capital, modelo no qual o custo de capital é determinado pela média ponderada do valor econômico dos componentes da estrutura de capital (próprio e de terceiros), descrito nos quadros a seguir.
As taxas livres de risco normalmente são baseadas nas taxas de bônus do Tesouro Americano. Para o custo do capital próprio, utilizam-se os títulos com prazo de 30 anos, por ser um prazo que reflete mais proximamente o conceito de continuidade de uma empresa. Para o custo do capital de terceiros, consideram-se os títulos com prazo de 10 anos, por refletirem mais adequadamente o prazo que uma empresa pode captar recursos no mercado internacional.
VALOR DA EMPRESA
O fluxo de caixa líquido do Capital Investido é gerado pela operação global da empresa, disponível para todos os financiadores de capital, acionistas e demais investidores. Sendo assim, para a determinação do valor dos acionistas, é necessária a dedução do endividamento geral com terceiros.
Outro ajuste necessário é a inclusão dos ativos não operacionais, ou seja, aqueles que não estão consolidados nas atividades de operação da empresa, sendo acrescidos ao valor operacional encontrado.
Custo do capital
próprio Re = Rf + beta*(Rm – Rf) + Rp + Rs
Rf Taxa livre de risco – baseado na taxa de juros anual do Tesouro Americano para títulos de 20 anos, considerando a inflação americana de longo prazo.
Rm Risco de mercado – mede a valorização de uma carteira totalmente diversificada de ações para um período de 20 anos.
Rp Risco País – representa o risco de se investir num ativo no país em questão em comparação a um investimento similar em um país considerado seguro.
Rs Prêmio de risco pelo tamanho – mede o quanto o tamanho da empresa a torna mais arriscada.
beta Ajusta o risco de mercado para o risco de um setor específico.
beta alavancado Ajusta o beta do setor para o risco da empresa.
Custo do capital
de terceiros Rd = Rf (*) + alfa + Rp
Rf (*) Taxa livre de risco – baseado na taxa de juros anual do Tesouro Americano para títulos de 10 anos, considerando a inflação americana.
Alfa Risco Específico – representa o risco de se investir na empresa em análise.
Taxa de
desconto WACC = (Re x We) + Rd (1 –t) x Wd Re = Custo do capital próprio.
Rd = Custo do capital de terceiros.
We = Percentual do capital próprio na estrutura de capital.
Wd = Percentual do capital de terceiros na estrutura de capital.
T = Taxa efetiva de imposto de renda e contribuição social da cia.
8. MODELAGEM ECONÔMICO-FINANCEIRA
No presente relatório, utilizamos a metodologia de rentabilidade futura para a determinação do valor de mercado de AES SUL.
A modelagem econômico-financeira de AES SUL foi conduzida de forma a demonstrar sua capacidade de geração de caixa no período de tempo considerado, tendo sido utilizadas, basicamente, as informações já citadas anteriormente.
As projeções foram realizadas para o período julgado necessário, sob plenas condições operacionais e administrativas, com as seguintes premissas:
A metodologia está baseada na geração de fluxo de caixa Livre Descontado;
Para determinação do valor da empresa, foi considerado um período de 11 (onze) anos e 09 (nove) meses mais o período da perpetuidade;
O fluxo de caixa livre foi projetado analiticamente para um período de 11 (onze) anos e 09 (nove) meses, de abril de 2016 até dezembro de 2027, além e considerada a perpetuidade após 2027;
Para a projeção do ano da perpetuidade, foi considerado um crescimento nominal de 2,5% e, para a margem EBITDA, foi considerada a média dos últimos 5 anos, admitindo estabilização da companhia.
Para o período anual, foi considerado o ano fiscal de 01 de janeiro até 31 de dezembro;
Para o cálculo do valor presente, foi considerada a convenção de meio ano (mid-year convention);
O fluxo foi projetado em moeda corrente e o valor presente calculado com taxa de desconto nominal (considera a inflação);
A não ser quando indicado, os valores foram expressos em milhares de reais; e
Para a realização da previsão dos resultados nos exercícios futuros da empresa, utilizou-se o Balanço Patrimonial Consolidado, em 31 de março de 2016, como balanço de partida.
No Anexo 1, apresentamos detalhadamente a modelagem econômico-
financeira, cujas projeções operacionais foram baseadas no desempenho
histórico e nas projeções gerenciais da empresa.
PREMISSAS PARA PROJEÇÃO DE RESULTADOS RECEITA DE INTERMEDIAÇÃO FINANCEIRA
A Receita Operacional Bruta (ROB) é composta pela receita da distribuição de energia no mercado regulado e livre e foi projetada com base nas projeções plurianuais da empresa. Dependendo do tipo de consumidor (residencial, industrial, grandes indústrias, etc.), a energia pode ser cobrada de acordo com o consumo verificado a cada mês ou de acordo com o fornecimento pré-contratado com a distribuidora. O valor a ser cobrado é calculado de acordo com o Artigo 106 da Resolução de 414 de 2010 da ANEEL, onde o consumidor é cobrado pela quantidade de energia utilizada multiplicada pela tarifa de energia atribuída ao tipo de consumidor.
TARIFA DE ENERGIA
A tarifa de energia é formada pelos custos incorridos desde a geração até a sua disponibilização aos consumidores, na tomada elétrica, e também pela sua disponibilidade nos estabelecimentos. Diferentemente do segmento de geração, a transmissão e a distribuição de energia têm seus preços regulados pela ANEEL 1 , que é a agência reguladora do setor. Desse modo, essas empresas não são livres para praticar os preços que desejam, inserindo-se no contexto dos contratos de concessão, que usualmente contam com mecanismos de revisões e reajustes tarifários periódicos, operacionalizados pela própria agência reguladora. Para fins de cálculo tarifário, os custos da distribuidora são classificados em dois tipos, parcela A e parcela B, além dos tributos.
Parcela A: Envolve os custos incorridos pela distribuidora relacionados às atividades de geração e transmissão, além de encargos setoriais previstos em legislação específica. Essa parcela é constituída pelos custos de aquisição de energia, custos com transporte de energia e encargos sociais, representando 53,5% do valor final da energia.
Parcela B: Representa os custos diretamente gerenciáveis pela distribuidora, que estão sujeitos ao controle de influência das práticas gerenciais adotadas pela empresa. Os custos desta parcela são revisados a cada cinco anos, a depender do que consta no contrato de concessão, nomeando esse processo de revisão tarifária. No período entre as revisões, a parcela B é atualizada anualmente pelo índice de correção monetária subtraído de um fator de eficiência, chamado Fator X, que estima ganhos de produtividade da atividade de distribuição e os captura em favor da modicidade tarifária em cada reajuste. Esse processo é chamado de reajuste tarifário. Essa parcela é constituída pelos custos operacionais, cota de depreciação e remuneração de investimento, representando 17% do valor final de energia.
1
A ANEEL se utiliza de métodos regulatórios para determinar qual o nível máximo de perdas não técnicas que as distribuidoras podem repassar às tarifas. Esse método depende sobremaneira da área de
concessão na qual a distribuidora está inserida. Sendo assim, áreas com maior complexidade social terão permissão de repasse maior das perdas não técnicas no valor das tarifas.
Reajuste e Revisão Tarifária: Para definição das tarifas das distribuidoras, a ANEEL fixa, desde o contrato de concessão, as metodologias de alterações de preço-teto das tarifas de energia. Sendo assim, as tarifas não seguem o reajuste através dos índices de inflação, mas de uma metodologia mais complexa de cálculo. Nos reajustes tarifários, a ANEEL costuma considerar a variação da inflação, as variações de preço da energia por conta dos despachos térmicos do setor de geração, ganhos de produtividade e a variação da qualidade de fornecimento de cada distribuidora. Já nas r evisões tarifárias, a análise é feita, a cada cinco anos, levando em conta os investimentos em infraestrutura, eficiência na gestão dos custos, níveis mínimos de qualidade, ganhos de escala (ou seja, aumento de consumo e de consumidores), bem como a variação inflacionária do ano anterior. Isso contribui para a modicidade tarifária, induzindo as distribuidoras a serem eficientes na prestação do serviço e, também, a se modernizarem cada vez mais, prestando melhor serviço público em termos de qualidade de fornecimento.
O gráfico abaixo demonstra o crescimento da ROB de AES SUL:
3.394
4.640 4.770 4.877 5.170 5.508 5.806 5.775 5.959 6.279 6.599 6.985
0% 0% 3% 2% 6% 7% 5% -1% 3% 5% 5% 6%
-150%
-130%
-110%
-90%
-70%
-50%
-30%
-10%
10%
30%
0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000
ABR - DEZ
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Receita Operacional Bruta (R$ milhões)
Receita Fornecimento e Suprimento Receita de Uso Sistema Distribuição Outras Receitas Crescimento (%)
DEDUÇÕES/TRIBUTOS SOBRE RECEITAS BRUTAS
ICMS: Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Prestação de Serviços, considerando alíquota entre 20% e 25% sobre a ROB, dependendo do destino da energia elétrica, variando para o setor rural, industrial ou residencial.
PIS: Programa de Integração Social, considerando alíquota de 1,7% sobre o ROB.
COFINS: Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social, considerando alíquota de 8% sobre a ROB.
CDE: Conta de Desenvolvimento Energético, considerado uma fonte de subsídio criado para tornar competitivas as fontes alternativas de energia e promover a universalização dos serviços de energia elétrica. Varia entre 12,0% e 3,6% da ROB, conforme os custos incorridos na distribuição de energia.
P&D/ISS/Outros: Outras deduções, como investimento em Pesquisa e Desenvolvimento e Impostos Sobre Serviço. Para essa dedução, foi considerada a alíquota de 0,6% sobre a ROB.
CUSTOS POR MERCADORIA VENDIDA
Os custos dos produtos vendidos da AES SUL são compostos por: Energia comprada, encargos setoriais, conexão e transmissão, ESS – encargos de serviços do sistema e CVA – custos variáveis da parcela A. Para a projeção dos custos operacionais da AES SUL, foram consideradas as premissas fornecidas pela companhia de acordo com a modelo operacional de distribuidoras de energia.
Energia Comprada: São aqueles decorrentes da contratação de montantes de energia por meio dos leilões regulados. A empresa distribuidora compra uma quantidade de energia que considera suficiente para o atendimento do seu mercado cativo. De acordo com a ABRADEE, os custos com energia são alocados na chamada tarifa de energia e repassados integralmente aos consumidores. Dessa forma, foi considerado um custo com energia comprada entre 49,2% e 55,7% da ROL, de acordo com a necessidade energética e as condições tarifárias.
Encargos Setoriais: São contribuições que constam da tarifa de energia elétrica, não considerados impostos ou tributos, mas sim contribuições instituídas por lei, cujos valores são estabelecidos por resoluções ou despachos da Agência Nacional de Energia Elétrica, ANEEL. Cada encargo visa a obter recursos e a financiar necessidades específicas do setor elétrico. Assim, foram considerados encargos sociais de 0,2% sobre a ROL.
Conexão e Transmissão: São custos relativos ao sistema de distribuição e transmissão de energia, incluindo os custos de operação e manutenção das redes de
distribuição. Foi considerado um custo inicial de conexão e transmissão de 7,3%, expandido conforme o aumento na distribuição de energia elétrica.
Encargos de Serviço do Sistema: São encargos direcionados a subsidiar a manutenção da confiabilidade e estabilidade do SIN (Sistema Interligado Nacional).
Para esses encargos, foi considerada uma alíquota entre 5,3% e 6,7% da ROL, conforme estimativa da companhia.
CVA - Custos Variáveis da Parcela A: a CVA é uma compensação da variação de valores dos itens dos custos não gerenciáveis, que estão incluídos na parcela A, ocorrida entre os reajustes tarifários. Se a CVA estiver negativa, significa que há repasse para tarifa, caso positiva, o saldo é utilizado para abater o reajuste anual das tarifas. Foi projetada uma CVA de 15,4% no primeiro ano de projeção, 2,0% no segundo ano projetado e 0,08% em média, sobre a ROL para os próximos períodos, uma vez que se projeta uma estabilização desses custos.
O crescimento dos custos por mercadoria vendida é demonstrado no gráfico abaixo:
1.490
1.913 2.005 2.124 2.219 2.356 2.460 2.572 2.649 2.763 2.863 3.005
23% 27% 28% 30% 31% 32% 33% 31% 31% 32% 33% 34%
-50%
-40%
-30%
-20%
-10%
0%
10%
20%
30%
40%
-1.000 0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000
ABR - DEZ
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
CUSTO POR MERCADORIA VENDIDA (R$ milhões)
Energia Comprada Encargos Setoriais Conexão e Transmissão ESS CVA Margem Bruta
DESPESAS OPERACIONAIS
De acordo com o Business Plan da companhia, as despesas operacionais da AES SUL são compostas por: Despesas com pessoal, material, serviços de terceiros, outras, outras despesas/receitas operacionais e PDD – Provisão para Devedores Duvidosos.
Para a projeção das despesas operacionais, foram admitidas algumas sinergias, a partir de uma otimização do quadro operacional, uma vez que a CPFL atua também no mercado de energia possuindo know how na área de distribuição, afetando principalmente as despesas de PMSO. Sendo assim, foram reduzidos cerca de R$ 70 milhões das despesas por ano, iniciando em 2017 e se estabilizando em 2019.
Ainda de acordo com o Business Plan da companhia, as despesas operacionais PMSO evoluem de acordo com a inflação do período projetada pela LCA Consultoria, atribuindo IPCA para as despesas com pessoal e IGPM para as despesas com material, serviço de terceiros e outros. Foi também atribuída a premissa de crescimento das despesas de que, de acordo com o aumento no volume de clientes, obtém-se um aumento de 30% desse aumento de volume nos respectivos custos.
A evolução das despesas operacionais é demonstrada no gráfico abaixo:
377
413 388 373
354 366 382 398 416 432 448 465
3%
11% 14% 17% 20% 21% 22% 20% 21% 22% 23% 24%
-70%
-60%
-50%
-40%
-30%
-20%
-10%
0%
10%
20%
30%
0,00 100,00 200,00 300,00 400,00 500,00 600,00
ABR - DEZ
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
DESPESAS OPERACIONAIS (R$ milhões)
Pessoal Material Serviços Terceiros Outros Outras Despesas/Receitas Operacionais PDD Margem EBITDA
Pessoal: Custos relacionados com pessoal, incluindo gastos com salários, benefícios e encargos sociais, entre outros.
Material: Despesas com material para a distribuição de energia, como concreto para os postes e cabos para a distribuição.
Serviços Terceiros: Serviços relacionados à instalação e à manutenção de equipamentos para a distribuição de energia.
Outros: Essas despesas estão relacionadas a gastos com contingências regulatórias.
Outras Despesas/Receitas Operacionais: Outras despesas estão relacionadas aos custos de construção da companhia e custos com provisão e reversão para processos judiciais.
PDD: Os gastos com PDD são referentes à cobertura de custos e às despesas contra a inadimplência de clientes, sendo realizada antes do início de cada exercício para que a empresa fique protegida em relação às ocasionais perdas futuras.
IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS
A AES SUL encontra-se no regime de tributação de lucro real e possui uma base de prejuízo fiscal acumulada. Para o regime de tributação por Lucro Real, foi
considerada, para o cálculo do imposto de renda, a alíquota de 34% sobre os Lucros Antes do Imposto de Renda (LAIR/EBIT), líquido de 30% da base de prejuízo
fiscal.
CAPITAL DE GIRO
Prazos projetados com base nos saldos históricos das contas do balanço de AES SUL, encerrado em 31 de março de 2016. A variação do Capital de Giro foi calculada considerando os parâmetros abaixo, a partir de abril de 2016:
DEPRECIAÇÃO E AMORTIZAÇÃO
De acordo com o Business Plan da companhia, foi considerada uma taxa de 3,55% a.a. de depreciação sobre os Ativos Imobilizados e Ativos Intangíveis do balanço na data-base e sobre os novos investimentos.
INVESTIMENTOS
Foi considerado um investimento de R$ 12.398,93 mil para a expansão e manutenção dos Ativos Imobilizados, por todo o período projetivo. E também foi atribuído um investimento de R$ 4.579.800 mil para a expansão e manutenção dos Ativos Intangíveis. De acordo com os dados da companhia,
o CAPEX da companhia é maior nos primeiros anos projetados devido aos investimentos necessários com a troca de postes de madeira para concreto, para melhor desempenho de distribuição.
DETERMINAÇÃO DA TAXA DE DESCONTO
A taxa de desconto foi calculada pela metodologia WACC - Weighted Average Cost of Capital, modelo no qual o custo de capital é determinado pela média ponderada do valor de mercado dos componentes da estrutura de capital (próprio e de terceiros).
Os valores dos parâmetros utilizados para o cálculo da taxa de desconto seguem no Anexo 1 deste laudo. Porém, destacamos abaixo as principais fontes destes parâmetros:
Taxa livre de Risco (custo do patrimônio líquido): corresponde à rentabilidade (yield) média no período entre 01/04/2015 e 31/03/2016, do US T-Bond 20 anos (Federal Reserve), site http://www.treas.gov/offices/domestic-finance/debt-
management/interest-rate/yield_historical.shtml;
Beta d: equivalente ao Beta médio da área, pesquisado no banco de dados Bloomberg, programa fornecido pela empresa de mesmo nome, com dados do mercado de ações e informações financeiras.
Os dados fornecidos pelo Bloomberg são os betas alavancados de empresas diferentes, com estruturas de capital relativas às mesmas.
Desalavancamos os betas relativos a cada uma das empresas, considerando as respectivas estruturas de capital. Assim, achamos
USOS DIAS FONTE
Contas a Receber 40 ROB
Estoques 2 CMV & DESPESAS
Tributos a Recuperar 1 ROB
Despesas Antecipadas 5 DESPESAS OPERACIONAIS
Outros Ativos Circulantes 33 ROL
FONTES DIAS FONTE
Obrigações Sociais e Trabalhistas 17 DESPESAS OPERACIONAIS
Fornecedores 67 CMV & DESPESAS
Obrigações Fiscais 11 CMV & DESPESAS
Outras Obrigações 13 ROB
os respectivos betas brutos. Calculamos a média dos betas brutos encontrados, para daí alavancarmos a mesma com a estrutura de capital da empresa sendo analisada. Este cálculo é necessário para corrigir as possíveis distorções no cálculo do beta geradas pela diferença na estrutura de capital de cada empresa;
Prêmio de Risco: corresponde ao Spread entre SP500 e US T-bond 20 anos, Fonte: 2016 Valuation Handbook: Guide do Cost Capital.
Chicago, IL: Duff & Phelps, LLC, 2016. Print;
Prêmio pelo Tamanho: corresponde ao prêmio de risco pelo tamanho da empresa, considerando o mercado de ações norte-americano.
Fonte: 2016 Valuation Handbook: Guide do Cost Capital. Chicago, IL: Duff & Phelps, LLC, 2016. Print;
Risco Brasil: Corresponde à média no período entre 01/04/2015 e 31/03/2016. Fonte: Portal Brasil (31/03/2016), site http://www.portalbrasil.net/indices_dolar.htm;
Taxa livre de Risco (custo da dívida): Corresponde à rentabilidade média (yield), no período entre 01/04/2015 e 31/03/2016, do US T- Bond 10 anos (Federal Reserve), site http://www.treas.gov/offices/domestic-finance/debt-
management/interest-rate/yield_historical.shtml;
Custo da dívida: Consideramos um custo nominal de captação de 14,0% a.a., correspondente a 110% da média do CDI de longo prazo, conforme custo efetivo de captação da companhia;
Utilizada uma inflação americana média projetada de 2,0% ao ano;
Utilizada uma inflação brasileira média projetada de 4,4% ao ano.
Por fim, com os parâmetros utilizados no cálculo, chegamos a uma taxa de desconto nominal de 11,3% a.a.
CÁLCULO DO VALOR OPERACIONAL
A partir do fluxo de caixa operacional projetado para os próximos 11 (onze) anos e 09 (nove) meses e o ano da perpetuidade do valor residual da empresa a partir de então (considerando uma taxa de crescimento na perpetuidade de 2,5%), descontamos estes valores a valor presente, utilizando a taxa de desconto nominal descrita no item anterior.
ENDIVIDAMENTO LÍQUIDO
Foi considerado um endividamento líquido de R$ 878.440 mil na data-base, conforme o quadro abaixo:
Caixa e Equivalentes de Caixa (+) 20.424 Aplicações Financeiras (+) 177.333 Contas a Receber LP (+) 125.420 Empréstimos e Financiamentos CP (-) (162.782) Empréstimos e Financiamentos LP (-) (1.038.835)
TOTAL (878.440)
ENDIVIDAMENTO LÍQUIDO (R$ mil)
ATIVO NÃO OPERACIONAL
Foi considerado um ativo não operacional no valor de R$ 672.731 mil na data-base, conforme o quadro abaixo:
AJUSTE PRÓ-FORMA
De acordo com a Administração e previsto no contrato de compra e venda, o saldo de dividendos a pagar, presente no passivo circulante e não circulante da companhia deverá ser integralizado antes que a CPFL assuma controle da AES SUL. Assim, de forma a melhor refletir o saldo de ativos e passivos e o patrimônio líquido da data-base, realizamos um ajuste pró-forma no balanço patrimonial, considerando a integralização de capital com os valores presentes na conta de dividendos a pagar do passivo circulante e passivo não circulante ao patrimônio líquido, diminuindo R$ 215,02 milhões e R$ 412,85 milhões das obrigações de curto e longo prazo, e aumentando igual valor no Patrimônio Líquido da companhia. Adicionalmente, foi informado pela administração que, em uma análise prévia de contingências, foram considerados passivos trabalhistas com maior probabilidade de ocorrência, aumentando em R$ 55,23 milhões esse passivo. O balanço de partida, assim como os ajustes pró-formas podem ser analisados no Anexo 2 desse laudo, sendo que o evento (1) refere-se à integralização de capital com Dividendos a Pagar e o evento (2) refere-se ao registro adicional de provisões, por conta de processos trabalhistas.
Tributos Diferidos LP (+) 19.423 Outros Ativos Não Circulantes LP (+) 930.959
Investimentos (+) 21.049
Provisões CP (-) (74.935)
Outras Obrigações LP (-) (198.305)
Provisões LP (-) (25.460)
TOTAL 672.731
ATIVO NÃO OPERACIONAL (R$ mil)
VALOR ECONÔMICO DE AES SUL
Sintetizando os itens anteriormente mencionados, detalhados no Anexo 1, chegamos aos seguintes valores:
Taxa de retorno esperado 10,3% 11,3% 12,3%
Taxa de crescimento perpetuidade 2,5% 2,5% 2,5%
FLUXO DE CAIXA DESCONTADO 595.014 531.593 473.830 VALOR RESIDUAL DESCONTADO 1.842.778 1.475.210 1.197.567 VALOR OPERACIONAL DE AES SUL (R$ mil) 2.437.792 2.006.803 1.671.397 ENDIVIDAMENTO LÍQUIDO (878.440) (878.440) (878.440) ATIVO NÃO OPERACIONAL 672.731 672.731 672.731 VALOR ECONÔMICO DE AES SUL (R$ mil) 2.232.083 1.801.094 1.465.688
VALOR ECONÔMICO DE AES SUL
9. CONCLUSÃO
À luz dos exames realizados na documentação anteriormente mencionada e tomando por base estudos da APSIS, concluíram os peritos que o valor econômico de da AES SUL é de R$ 1.801.094 mil (um bilhão, oitocentos e um milhões, e noventa e quatro mil reais).
O laudo de avaliação AP-0516/16-01 foi elaborado sob a forma de Laudo Digital (documento eletrônico em Portable Document Format - PDF), com a certificação dos responsáveis técnicos e impresso pela APSIS, composto por 25 (vinte e cinco) folhas digitadas de um lado e 04 (quatro) anexos. A APSIS Consultoria Empresarial Ltda., CREA/RJ 1982200620 e CORECON/RJ RF/02052, empresa especializada em avaliação de bens, abaixo representada legalmente pelos seus diretores, coloca-se à disposição para quaisquer esclarecimentos que, porventura, se façam necessários.
São Paulo, 24 de junho de 2016.
MARCIA APARECIDA DE LUCCA CALMON Diretora
MARINA RAGUCCI
Gerente Executiva
10. RELAÇÃO DE ANEXOS
1. CÁLCULOS AVALIATÓRIOS 2. BALANÇO PRÓ-FORMA 3. FUNDAMENTAÇÃO
4. GLOSSÁRIO E PERFIL DA APSIS
RIO DE JANEIRO - RJ
Rua da Assembleia, nº 35, 12º andar Centro, CEP 20011-001
Tel.: + 55 (21) 2212-6850 Fax: + 55 (21) 2212-6851
SÃO PAULO - SP
Av. Angélica, nº 2.503, Conj. 101 Consolação, CEP 01227-200
Tel.: + 55 (11) 3662-5453 Fax: + 55 (11) 3662-5722
ANEXO 1
DADOS AES SUL ABR - DEZ 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 (R$ mil)
RECEITA OPERACIONAL BRUTA (ROB) 3.393.784 4.639.671 4.769.706 4.877.318 5.170.432 5.507.756 5.805.515 5.775.419 5.959.173 6.279.212 6.599.014 6.984.894
(% crescimento ROB) 2,8% 2,3% 6,0% 6,5% 5,4% -0,5% 3,2% 5,4% 5,1% 5,8%
Receita Fornecimento e Suprimento 3.218.870 4.399.840 4.494.779 4.586.921 4.866.019 5.185.881 5.466.488 5.434.402 5.609.602 5.914.155 6.217.645 6.584.696 Receita de Uso Sistema Distribuição 156.885 213.817 220.317 224.086 235.783 250.042 263.682 262.087 269.267 282.071 294.672 309.708 Outras Receitas 18.029 26.013 54.610 66.310 68.630 71.833 75.346 78.930 80.305 82.986 86.697 90.491 IMPOSTOS E DEDUÇÕES (1.465.807) (2.022.686) (1.976.191) (1.858.462) (1.956.922) (2.058.837) (2.149.187) (2.040.293) (2.098.726) (2.199.248) (2.307.687) (2.436.717)
(% ROB) -43,2% -43,6% -41,4% -38,1% -37,8% -37,4% -37,0% -35,3% -35,2% -35,0% -35,0% -34,9%
ICMS (723.377) (986.550) (1.006.823) (1.025.455) (1.086.525) (1.157.007) (1.218.756) (1.212.093) (1.250.663) (1.317.376) (1.383.691) (1.464.245) PIS (59.128) (80.662) (82.783) (84.491) (89.496) (95.281) (100.361) (99.878) (103.038) (108.507) (113.962) (120.576) COFINS (272.345) (371.536) (381.303) (389.172) (412.225) (438.871) (462.269) (460.045) (474.598) (499.792) (524.916) (555.379) CDE (390 172) (557 405) (477 208) (329 015) (336 392) (333 013) (331 070) (230 660) (231 534) (232 465) (241 903) (250 712) CDE (390.172) (557.405) (477.208) (329.015) (336.392) (333.013) (331.070) (230.660) (231.534) (232.465) (241.903) (250.712) P&D/ISS/Outros (20.785) (26.533) (28.074) (30.330) (32.284) (34.665) (36.731) (37.617) (38.895) (41.108) (43.215) (45.806)
RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA (ROL) 1.927.978 2.616.985 2.793.515 3.018.856 3.213.510 3.448.919 3.656.328 3.735.126 3.860.447 4.079.964 4.291.327 4.548.177 CUSTO DOS SERVIÇOS PRESTADOS (CSP) (1.490.429) (1.913.127) (2.004.752) (2.123.890) (2.219.120) (2.355.879) (2.460.453) (2.572.492) (2.649.000) (2.763.319) (2.863.122) (3.004.791)
(% ROL) -77,3% -73,1% -71,8% -70,4% -69,1% -68,3% -67,3% -68,9% -68,6% -67,7% -66,7% -66,1%
Energia Comprada (948.043) (1.461.555) (1.561.539) (1.682.410) (1.720.276) (1.814.773) (1.909.354) (1.998.925) (2.057.415) (2.131.426) (2.204.462) (2.264.382) Encargos Setoriais (3.116) (4.477) (4.801) (5.128) (5.425) (5.600) (5.870) (6.052) (6.367) (6.684) (6.884) (7.212) Conexão e Transmissão (140.501) (229.555) (263.501) (283.910) (302.700) (318.056) (333.672) (350.997) (370.946) (391.464) (411.974) (433.060) ESS (102.141) (169.565) (177.502) (185.050) (191.041) (198.480) (208.180) (216.937) (223.096) (230.624) (241.553) (304.334) CVA (296.629) (47.975) 2.591 32.608 322 (18.970) (3.377) 419 8.824 (3.120) 1.751 4.196 DESPESAS OPERACIONAIS (376.816) (412.703) (387.922) (373.493) (354.447) (366.284) (381.725) (398.160) (415.591) (431.986) (448.143) (464.578)
(% ROL) -19,5% -15,8% -13,9% -12,4% -11,0% -10,6% -10,4% -10,7% -10,8% -10,6% -10,4% -10,2%
